RU2483204C1 - Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума - Google Patents
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483204C1 RU2483204C1 RU2011151557/03A RU2011151557A RU2483204C1 RU 2483204 C1 RU2483204 C1 RU 2483204C1 RU 2011151557/03 A RU2011151557/03 A RU 2011151557/03A RU 2011151557 A RU2011151557 A RU 2011151557A RU 2483204 C1 RU2483204 C1 RU 2483204C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- filter
- additional
- string
- head
- Prior art date
Links
Landscapes
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - продление разработки залежи до прорыва теплоносителя на прием насоса, равномерная закачка теплоносителя по всей длине фильтра в зависимости от проницаемости залежи и давления приемистости зон закачки, повышение эффективности отбора разогретых высоковязкой нефти или битума, изоляция участка залежи при прорыве теплоносителя. Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включает расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, насос для отбора продукции скважины, спущенный на технологической колонне труб через первое устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через второе устье скважины. Фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под фильтром эксплуатационной колонны горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя. В эксплуатационной колонне со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны первого устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком. Со стороны второго устья спущены и концентрично размещены две технологические колонны труб с пакерами на конце, причем посадка пакеров произведена в неперфорированном участке фильтра эксплуатационной колонны на границе зон залежи, отличающихся проницаемостями в два и более раза. Фильтр эксплуатационной колонны разделен пакерами технологических колонн труб на зоны с высокой и низкой проницаемостями. На втором устье двухустьевой скважины каждая технологическая колонна труб оснащена парой вентилей, обвязанных нагнетательными линиями с парогенераторной установкой и насосным агрегатом. Нагнетательная линия, обвязанная с технологической колонной труб, подающей теплоноситель в зону с высокой проницаемостью, оснащена штуцером. 1 ил.
Description
Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума.
Известно устройство для осуществления способа разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже по сравнению с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обоих стволов двухустьевых скважин;
- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2342524, E21B 43/24, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2008 г.), включающее расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, насос для отбора продукции скважины, спущенный на колонне труб через первое устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через второе устье скважины.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, низкая эффективность разогрева высоковязкой нефти или битума, так как участок скважины, из которого происходит отбор нефти, выполнен наклонным и размещен над горизонтальным участком, в который подается теплоноситель, причем теплоноситель распространяется как вверх, так и вниз залежи высоковязкой нефти, а насосом отбирается только та часть разогретой высоковязкой нефти, которая находится выше горизонтального участка, в который подается теплоноситель;
- во-вторых, залежь высоковязкой нефти или битума по своей структуре неоднородна и имеет различную проницаемость, поэтому различия в проницаемостях приводят к тому, что закачиваемый теплоноситель попадает в те зоны, которые имеют высокую проницаемость и соответственно низкое давление закачки, а в зоны с низкой проницаемостью, требующие более высоких давлений закачки теплоносителя, теплоноситель не попадает, поэтому часть залежи высоковязкой нефти или битума в зоне с низкой проницаемостью остается невыработанной;
- в-третьих, в конструкции устройства перфорированные отверстия колонн, предназначенные для закачки и отбора, находятся на близком расстоянии, вследствие чего в процессе работы устройства в течение короткого времени работы происходит прорыв теплоносителя на прием насоса, отбирающего высоковязкую нефть или битум, из-за чего происходит быстрое обводнение добываемой продукции и дальнейшая разработка залежи высоковязкой нефти или битума становится экономически нецелесообразной;
- в-четвертых, конструкция устройства не позволяет при прорыве теплоносителя на прием насоса, отбирающего продукцию (разогретую высоковязкую нефть или битум) изолировать участок прорыва теплоносителя.
Техническими задачами изобретения являются усовершенствование конструкции устройства, позволяющего продлить разработку залежи высоковязкой нефти или битума до прорыва теплоносителя на прием насоса и произвести равномерную закачку теплоносителя по всей длине фильтра в зависимости от проницаемости залежи и давления приемистости зон закачки, и повышение эффективности отбора разогретой высоковязкой нефти или битума, а также изоляция участка залежи при прорыве теплоносителя.
Поставленная задача решается устройством для разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, насос для отбора продукции скважины, спущенный на технологической колонне труб через первое устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через второе устье скважины, при этом фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под фильтром эксплуатационной колонны горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом в эксплуатационной колонне со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны первого устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком.
Новым является то, что со стороны второго устья спущены и концентрично размещены две технологические колонны труб с пакерами на конце, причем посадка пакеров произведена в неперфорированном участке фильтра эксплуатационной колонны на границе зон залежи, отличающихся проницаемостями в два и более раза, при этом фильтр эксплуатационной колонны разделен пакерами технологических колонн труб на зоны с высокой и низкой проницаемостями, на втором устье двухустьевой скважины каждая технологическая колонна труб оснащена парой вентилей, обвязанных нагнетательными линиями с парогенераторной установкой и насосным агрегатом, причем нагнетательная линия, обвязанная с технологической колонной труб, подающей теплоноситель в зону с высокой проницаемостью, оснащена штуцером.
На фигуре схематично изображено устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума.
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает двухустьевую скважину 1 с горизонтальным участком 2, расположенную в пределах залежи 3. Двухустьевая скважина 1 обсажена с двух концов устьев эксплуатационной колонной 4 с фильтром 5, например, выполненных из труб диаметром 168 мм.
Далее, например, со стороны первого устья 6 для зарезки дополнительного горизонтального ствола 7 вырезают окно в эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 с помощью любого известного режущего инструмента, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ).
После чего производят бурение дополнительного горизонтального ствола 7 и его крепление дополнительной эксплуатационной колонной 8, например, из труб диаметром 120 мм с фильтром 9.
Фильтр 9 в дополнительной эксплуатационной колонне 8 дополнительного ствола 7 размещен под фильтром 5 эксплуатационной колонны 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, например, на расстоянии 5-8 м, которое определяется опытным путем для каждой залежи в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств.
Внутри эксплуатационной колонны 4 со стороны дополнительного горизонтального ствола 7 перед фильтром 5 установлен глухой пакер 10, например в виде пакер-пробки (см. патент RU №2346142, МПК 8 E21B 33/12, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.). Через второе устье 11 двухустьевой скважины 1 производятся геофизические исследования с целью определения границ зон залежи 3 высоковязкой нефти или битума, которая неоднородна и имеет различную проницаемость. Определяются зоны, отличающиеся проницаемостью в 2 и более раза, например зона закачки Q1 длиной L1=100 м имеет низкую проницаемость K1=200-300 мД, а зона закачки Q2 длиной L2=150 м имеет высокую проницаемость K2=450-600 мД. Общая длина фильтра 5 эксплуатационной колонны L=250 м.
Далее через первое 6 и второе 11 устья производят обустройство двухустьевой скважины 1.
Для отбора разогретой высоковязкой нефти или битума через первое устье 6 двухустьевой скважины 1 спущена технологическая колонна труб 12 с насосом 13 любой известной конструкции, например, винтовой.
Через второе устье 11 последовательно спущены и концентрично размещены напротив фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 две технологические колонны труб 14 и 15 с соответствующими пакерами 16 и 17 на нижнем конце труб.
Пакеры 16 и 17 посажены в неперфорированном участке фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 на границе зон залежи, отличающихся проницаемостями в два и более раза, причем сначала со стороны второго устья 11 до заданного интервала фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 спущена технологическая колонна 14 меньшего диаметра с пакером 16 на конце, например, колонна диаметром 60 мм, после чего проведена посадка пакера 16. Затем концентрично технологической колонне 14 снаружи колонны 14 до заданного интервала фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 спущена технологическая колонна 15 большего диаметра с пакером 17 на конце, например, колонна диаметром 89 мм, после чего проведена посадка пакера 17.
Фильтр 5 эксплуатационной колонны 4 разделен пакерами 16 и 17 на две зоны закачки Q1 и Q2 с длинами L1 и L2 соответственно. Пакеры 16 и 17 выполнены термостойкими, что позволяет работать при высокой температуре (например, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан пакеры с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯДЖ, рассчитанные на максимальную температуру рабочей среды 200°C).
На втором устье 11 двухустьевой скважины 1 технологические колонны труб 14 и 15 оснащены соответствующими парами вентилей 18; 21 и 19; 20.
Вентиль 18 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 14 с парогенератором (ПГУ) 22. Вентиль 20 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 15 с парогенератором (ПГУ) 22. Кроме того, нагнетательная линия, обвязанная с технологической колонной труб, подающей теплоноситель в зону с высокой проницаемостью, оснащена штуцером 23. Вентиль 19 сообщает гидравлическую линию насосного агрегата 24 с технологической колонной труб 15, а вентиль 21 сообщает гидравлическую линию насосного агрегата 24 с технологической колонной труб 14. Например, технологическая колонна труб 15 сообщена с зоной закачки Q2, имеющей длину L2 и обладающей высокой проницаемостью K2=450-600 мД, поэтому на нагнетательной линии, где установлен вентиль 20, размещен штуцер 23 для снижения давления закачки теплоносителя до необходимого. Диаметр проходного отверстия d в штуцере 23 определяют опытным путем в зависимости от давления приемистости зоны закачки залежи 3 и давления нагнетания парогенератора 22.
Например, давление приемистости в зоне закачки Q1 составляет 3 МПа, а в зоне закачки Q2 составляет 1,5 МПа, при этом устанавливают давление на выходе парогенератора 22 равным 3 МПа. Парогенератор 22 под давлением 3 МПа через нагнетательную линию, на которой размещена открытая задвижка 18, подает теплоноситель в технологическую колонну труб 14 и оттуда в зону закачки Q1 залежи 3. Одновременно с этим парогенератор 22 подает теплоноситель по нагнетательной линии, на которой установлен открытый вентиль 20 и штуцер 23, который снижает давление закачки с 3 МПа до 1,5 МПа, и под давлением 1,5 МПа теплоноситель нагнетается в технологическую колонну труб 15 и оттуда в зону закачки Q2 залежи 3.
Насосный агрегат 24, например, марки ЦА-320, предназначен для закачки наполнителя 25 с целью создания непроницаемой зоны в залежи напротив фильтра эксплуатационной колонны в интервале прорыва теплоносителя. В качестве наполнителя используют любой известный состав, позволяющий блокировать теплоноситель, например, глинистый раствор или кварцевый песок по ГОСТ 22551-77.
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума работает следующим образом.
Закрывают вентили 19 и 21 и открывают вентили 18 и 20 и начинают закачку теплоносителя (водяного пара) от парогенераторной установки (ПГУ) 22 через второе устье 11 (см. фигуру) двухустьевой скважины 1 одновременно по технологическим колоннам труб 14 и 15 соответственно через открытые вентили 18 и 20 и далее через соответствующие им зону закачки Q1 с низкой проницаемостью под давлением закачки 3 МПа и зону закачки Q2 с высокой проницаемостью под давлением закачки 1,5 МПа через фильтр 5 эксплуатационной колонны 4 в залежь 3 высоковязкой нефти или битума. Теплоноситель попадает непосредственно в залежь 3 высоковязкой нефти или битума благодаря глухому пакеру 10, который исключает попадание пара в эксплуатационную колонну 4 двухустьевой скважины 1 со стороны первого устья 6 и в дополнительный горизонтальный ствол 7.
Теплоноситель прогревает залежь 3 высоковязкой нефти или битума сверху вниз, разогревая и вытесняя высоковязкую нефть или битум через фильтр 9 в дополнительную эксплуатационную колонну 8 дополнительного горизонтального ствола 7.
Откуда разогретая высоковязкая нефть или битум поступает на прием насоса 13. Насос 13 перекачивает разогретую высоковязкую нефть или битум по технологической колонне труб 12 на поверхность. Таким образом, продолжают разработку залежи высоковязкой нефти или битума до тех пор, пока не произойдет прорыв теплоносителя через фильтр 9 на прием насоса 13, отбирающего разогретую высоковязкую нефти или битум.
Прорыв теплоносителя может произойти как в зоне закачки Q1, так и в зоне закачки Q2, а также одновременно в обеих этих зонах закачки. О прорыве теплоносителя на прием насоса 13 судят по повышению температуры в дополнительной эксплуатационной колонне 8 с помощью термодатчиков, спущенных в нее, либо по падению давления нагнетания на нагнетательных линиях (на которых размещены вентили 18 и 20) от парогенератора 22, что определяют по показаниям манометров (на фиг. не показано), установленных на этих нагнетательных линиях. Например, прорыв теплоносителя произошел в зоне закачки Q1. Прекращают подачу теплоносителя по технологической колонне труб 14 в зону закачки Q1, закрывают вентиль 18 нагнетательной линии от парогенератора 22 и открывают вентиль 21 на гидравлической линии насосного агрегата 24, при этом нагнетание теплоносителя в зону закачки Q2 с помощью парогенератора 22 продолжают, также продолжают производить отбор насосом 13 разогретой высоковязкой нефти или битума.
Объем изолирующего наполнителя определяют опытным путем в зависимости от длины L1 зоны закачки Q1, в объеме участка эксплуатационной колонны 4 фильтра 5, т.е.:
VH=π·D2/4·L1,
где VH - объем изолирующего наполнителя, м3;
D - диаметр эксплуатационной колонны 4 в интервале фильтра 5, м, D=0,168 м;
L1 - длина зоны закачки Q1, м, L1=100 м.
Подставляя значения, получим:
VH=3,14·(0,168 м)2/4·100 м=2,2 м3.
По технологической колонне труб 14 производят закачку и продавку изолирующего наполнителя (например, кварцевого песка) технологической жидкостью, например, пресной водой плотностью 1000 кг/м3 в призабойную зону (зону закачки Q1) фильтра 5 эксплуатационной колонны 4 до восстановления первоначального давления нагнетания теплоносителя в этой зоне закачки Q1. После чего отключают насосный агрегат 24, закрывают вентиль 21 и открывают вентиль 18 и возобновляют закачку теплоносителя от парогенератора через технологическую колонну труб 14 в зону закачки Q1.
При этом по показаниям манометра (на фигуре не показано), установленного на нагнетательной линии, где размещен вентиль 18 (см. фигуру), следят за восстановлением первоначального давления нагнетания теплоносителя в этой зоне закачки Q1, которое, как указано выше, составляет 3 МПа. Если первоначальное давление нагнетания теплоносителя в зоне закачки Q2 не восстанавливается, то производят повторную закачку и продавку изолирующего наполнителя в том же объеме. В случае прорыва теплоносителя в зоне закачки Q2 вышеописанный процесс повторяют, но уже с оборудованием, которое обвязано с технологической колонной труб 15: парогенератором 22, насосным агрегатом 24, вентилями 19 и 20. В случае одновременного прорыва теплоносителя в обе зоны закачки Q1 и Q2 вышеописанный процесс производят с оборудованием, обвязанным с парогенератором 22, вентилями 18 и 21, 19 и 20,а также насосным агрегатом 24, обвязанным с технологическими колоннами труб 14 и 15 соответственно.
Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет с достаточной эффективностью отбирать разогретую высоковязкую нефть или битум за счет увеличения объема отбора, так производится отбор продукции насосом, спущенным в дополнительный горизонтальный ствол и размещенным под фильтром эксплуатационной колонны горизонтального участка двухустьевой скважины.
Кроме того, конструкция устройства позволяет продлить разработку залежи высоковязкой нефти или битума до прорыва теплоносителя на прием насоса, так как интервалы закачки теплоносителя и интервалы отбора разогретой продукции (высоковязкой нефти или битума) находятся на достаточном расстоянии, чтобы исключить преждевременный прорыв теплоносителя на прием насоса. Более того, устройство позволяет производить равномерную закачку теплоносителя по всей длине фильтра в зависимости от проницаемости залежи и давления приемистости в зонах закачки, а в случае прорыва теплоносителя на прием насоса устройство позволяет произвести закачку наполнителя в призабойную зону фильтра с целью изоляции участка залежи, через который происходит прорыв теплоносителя, что в целом позволяет равномерно выработать запасы высоковязкой нефти или битума из неоднородной залежи.
Claims (1)
- Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающее расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной с фильтром с двух концов, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, насос для отбора продукции скважины, спущенный на технологической колонне труб через первое устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через второе устье скважины, при этом фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под фильтром эксплуатационной колонны горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом в эксплуатационной колонне со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны первого устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком, отличающееся тем, что со стороны второго устья спущены и концентрично размещены две технологические колонны труб с пакерами на конце, причем посадка пакеров произведена в неперфорированном участке фильтра эксплуатационной колонны на границе зон залежи, отличающихся проницаемостями в два и более раза, при этом фильтр эксплуатационной колонны разделен пакерами технологических колонн труб на зоны с высокой и низкой проницаемостями, на втором устье двухустьевой скважины каждая технологическая колонна труб оснащена парой вентилей, обвязанных нагнетательными линиями с парогенераторной установкой и насосным агрегатом, причем нагнетательная линия, обвязанная с технологической колонной труб, подающей теплоноситель в зону с высокой проницаемостью, оснащена штуцером.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151557/03A RU2483204C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011151557/03A RU2483204C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483204C1 true RU2483204C1 (ru) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011151557/03A RU2483204C1 (ru) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483204C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107013197A (zh) * | 2017-05-19 | 2017-08-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 含夹层稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油开发钻井完井方法 |
| RU2680089C1 (ru) * | 2018-03-22 | 2019-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4455574A (en) * | 1981-05-15 | 1984-06-19 | Canon Kabushiki Kaisha | Image pickup device |
| RU2287677C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтебитумной залежи |
| RU2305762C1 (ru) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
| RU2322576C1 (ru) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов |
| RU2340768C2 (ru) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин |
| RU2342524C1 (ru) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
-
2011
- 2011-12-16 RU RU2011151557/03A patent/RU2483204C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4455574A (en) * | 1981-05-15 | 1984-06-19 | Canon Kabushiki Kaisha | Image pickup device |
| RU2287677C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтебитумной залежи |
| RU2305762C1 (ru) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума |
| RU2322576C1 (ru) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов |
| RU2340768C2 (ru) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин |
| RU2342524C1 (ru) * | 2007-03-22 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107013197A (zh) * | 2017-05-19 | 2017-08-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 含夹层稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油开发钻井完井方法 |
| RU2680089C1 (ru) * | 2018-03-22 | 2019-02-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2442883C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| RU2436943C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт | |
| RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2363839C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| RU2527051C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2407884C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
| RU2582529C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2431744C1 (ru) | Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин | |
| RU103845U1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
| RU2483204C1 (ru) | Устройство для разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2413068C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
| RU2398104C2 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
| RU2339807C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов | |
| RU2483205C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину | |
| RU2395677C1 (ru) | Устройство для теплового воздействия на пласт с тяжелой и битуминозной нефтью | |
| RU2412343C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
| RU2339808C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов | |
| RU2620099C1 (ru) | Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2741644C1 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2516077C1 (ru) | Способ строительства и эксплуатации вертикальной скважины для парогравитационного дренажа высоковязкой нефти или битума |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171217 |